UpstreamVol_STR_LP60. Нефтедобыча и газодобыча. Материальный баланс НГДО. Стратегическое планирование «что-если». 5 лет по месяцам.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти см. рисунок. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН – установка по комплексной подготовке нефти.

Рисунок. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 — нефтяная скважина; 2 — автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 — дожимная насосная станция (ДНС); 4 — установка очистки пластовой воды; 5 — установка подготовки нефти; 6 — газокомпрессорная станция; 7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 — резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа «вода в нефти». В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а, следовательно, приводят к нарушению контакта «вода-нефть» в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах — отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например, через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу-вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки — «под руслом». Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда — «река-скважина», разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.

кратко

Моделирование балансовой схемы НГДО.

Установки соответствуют технологическим объектам НГДО соответствуют установкам: скважины нефтяные и нагнетательные, групповые замерные установки, дожимные насосные станции, установки первичной подготовки нефти, насосные станции для соленой и пресной воды, коммерческие узлы учета нефти и газа.

Трубопроводы пресной и соленой воды учитываются в начале, одноразово. Для пресной – после водозабора, соленой – после водовода.

В установку УППН входит помимо пресной воды от водозабора, еще и вода, полученная от промливневых стоков.

Балансы по каждому компоненту в жидкости считается отдельно: газ в составе НГСЖ, нефть, вода в НСЖ и НГСЖ.

Каждый компонент НГСЖ выделяется явно и считается отдельно. Баланс по каждому компоненту в составе НГСЖ и НСЖ учитывается. Моделируются отдельными установками, содержащие ссылки и композиции потоков.

кратко

Рисунок. Фрагмент потоковой схемы объекта «с именами»

© 2016 Aleph.Soft LLC.

© 2016 Aleph.Soft LLC.

Рисунок. Фрагмент потоковой схемы объекта «краткая»

кратко

Моделирование месячных балансов объектам нефте и газодобычи на 5 лет с упрощенным учетом снижения дебита жидкости скважин и проводимых ГТМ.

Упрощенное моделирование дебита скважин.

Рисунок. Фрагмент формы – стадия, установка, операция, поток

•  Ограничения на поступление НГСЖ по трубопроводу НГСЖ: нижняя граница — 75%, верхняя — 150% от номинальной в 100 куб.м.

•  Ограничения на поступление Топливного газа по газопроводу: нижняя граница — 60%, верхняя — 140% от номинальной в 40 тыс.куб.м.

•  Ограничения на поступление Топливного газа по газопроводу: нижняя граница — 60%, верхняя — 140% от номинальной в 200 куб.м.

•  Процент потерь — 2%

•  Введено ограничение на равномерность (стационарность) поставки товарной нефти и газа в трубопроводы.

кратко

Нефтедобывающие скважины, групповые замерные установки, балансы по компонентам нефтегазосодержащей жидкости.

Рисунок. Фрагмент формы – стадия, установка, операция, поток

Нефтепровод, газопровод, водозабор, водовод и баланс по воде на водоводе.

Рисунок. Фрагмент формы – стадия, установка, операция, поток

Дожимные насосоные станции и балансы по компонентам нефтегазосодержащей жидкости на них.

Рисунок. Фрагмент формы – стадия, установка, операция, поток

Установка первичной подготовки нефти. Балансы по компонентам нефтегазосодержащей жидкости.

Рисунок. Фрагмент формы – стадия, установка, операция, поток

Водораспределительный пункт и балансы по воде.

Рисунок. Фрагмент формы – стадия, установка, операция, поток

Резервуар для нефти, сжигание попутного газа на факеле, коммерческие узлы учета нефти и газа.

Рисунок. Фрагмент формы – стадия, установка, операция, поток

Блочная кустовая насосная станция, система водоснабжения, поглощающие и нагнетателные скважины.

Рисунок. Фрагмент формы – стадия, установка, операция, поток

Извлечение нефтегазосодержащей жидкости на скважинах, попутный газ, вода техническая для разных целей.

Рисунок. Фрагменты формы – стадия, емкость

Нефтегазосодержащая жидкость, извлекаемая из скважин, после замерных установок, нефтепровода, попутный газ из газопровода, вода с водозабора и сброса.

Рисунок. Фрагменты формы – стадия, емкость

Нефтегазосодержащая жидкость и ее компоненты после дожимных насосных скважин, пресная и соленая вода в трубопрводах.

Рисунок. Фрагменты формы – стадия, емкость

Нефть, попутный газ, вода после первичной подготовки, пресная и соленая вода после водораспределительного пункта.

Рисунок. Фрагменты формы – стадия, емкость

Нефть и попутный газ после учета, вода в системе нагнетания месторождения.

Рисунок. Фрагменты формы – стадия, емкость

кратко

Пользовательские отчеты по работе установок и состоянию емкостей

Отчет «время вниз» от установок:

Рисунок. Фрагмент отчета «время вниз» от установок

Отчет «время вниз» от емкостей:

Рисунок. Фрагмент отчета «время вниз» от емкостей

Получение нефтегазосодержащей жидкости по месяцам, куб.м.:

Рисунок. Гистограммы изменения состояния емкостей

Получение нефтегазосодержащей жидкости за 5 лет, куб.м.:

Рисунок. Гистограммы изменения состояния емкостей

Баланс по нефти – в качестве компонента получаемой нефтегазосодержащй жидкости и подготовленной нефти, переданной в систему по месяцам, куб.м.:

Рисунок. Гистограммы изменения состояния емкостей

Баланс по нефти – в качестве компонента получаемой нефтегазосодержащй жидкости и подготовленной нефти, переданной в систему за 5 лет, куб.м.:

Рисунок. Гистограммы изменения состояния емкостей

Объяснения решения

Рисунок. Фрагмент трассы объяснений Решателя LP

кратко